Tipos de porosidad

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TIPOS DE POROSIDAD

en horizontes mesozoicos de la región sur-sureste de México[pic 2]

AIRI YAEL CADENA ARIAS

ING. PETROLERA

5° “B”

PETROFISICA Y REGISTRO DE POZOS

INGENIERO GEOLOGO OLIVIA HAYDE BARJAU HERNANDEZ

Índice

Introducción………………………………………………………………….……..2

Importancia de los núcleos………………………………………………….…….3

Antecedentes………………………………………………………………….........5

Porosidad en rocas carbonatadas ………………………………………….…....5

Porosidad intergranular……………………………………………………….…....7

Porosidad intercristalina……………………………………………………….……7

Porosidad móldica………………………………………………………………......8

Porosidad  vesicular (vugular)………………………………………………..........8

Porosidad en brechas ……………………………………………………………....8

Porosidad en fracturas ……………………………………………………………...9

Porosidad cavernosa……………………………………………………..………….9

Porosidad múltiple……………………………………………………………….......9

Conclusión……………………………………………………………………….......10

Bibliografía…………………………………………………………………..………..11

Introducción

La porosidad y la permeabilidad representan unas de las variables más importantes de la industria petrolera ya que a través de ellas se puede estimar la cantidad de hidrocarburos que se podrá recuperar de un yacimiento de la forma más rentable posible.

La porosidad representa el espacio vacío entre granos que se encuentren o no interconectados y pueden estar ocupado por fluidos. Existen diferentes tipos de porosidad pero nos enfocaremos en las rocas que se encuentran en la región sur-sureste de México.

Importancia de los núcleos

Desde su origen, el hombre tuvo la necesidad de registrar y conservar la información que  consideraba valiosa para su sobrevivencia y recurrió a distintos medios para transmitirla a las futuras generaciones. Gracias a esta preocupación, la humanidad ha progresado con cada avance de las artes, las ciencias y las técnicas.

Quienes nos dedicamos a las geociencias –geólogos, paleontólogos, geofísicos e ingenieros petroleros–, tenemos la ventaja de que nuestra información esté en otro tipo de material: las rocas. Ciertamente, los afloramientos superficiales ofrecen buenas recompensas; pero, para el profesional del petróleo, las muestras procedentes del subsuelo son más críticas. Las muestras de canal y los núcleos, como exposiciones del subsuelo, son los únicos medios que hacen visible el yacimiento de hidrocarburos y hacen posible su análisis directo. La pérdida o deterioro de estos materiales equivale a la destrucción de un libro. Aunque parece increíble, no es imposible de comprender: sólo necesitamos considerar la cantidad de información derivada de una sola muestra de roca, y el papel que tal información tiene para conocer el yacimiento en todos sus niveles, desde el análisis de facies hasta la simulación. Cada vez que una muestra de núcleo  se pierde, se tira o se daña irreparablemente, el conocimiento que pudo proporcionarnos se abandona. La acumulación de estas pérdidas a lo largo del tiempo equivale a la destrucción de una biblioteca completa. Los jóvenes profesionistas del petróleo piensan a veces que, en la era contemporánea del modelado 3D por computadora, la importancia de la información que proporcionan los núcleos es menor. Nada puede estar más lejos  de la verdad. De hecho, existen por lo menos cinco razones por las cuales las muestras de roca son más importantes ahora.

Primero, por los cambios en la dirección de la industria petrolera. Estamos en la era del redesarrollo de campos y la caracterización integral de yacimientos. Los productores se enfrentan a una creciente demanda para optimizar la recuperación a través de la perforación de pozos intermedios, las reparaciones, la inyección de agua, nitrógeno o dióxido de carbono como sistemas de recuperación secundaria o mejorada, así como otras estrategias de explotación. Ninguno de estos enfoques puede ser planeado o aplicado racionalmente sin una comprensión sólida de las características del yacimiento, información que proporcionan los núcleos.

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Segundo, la información de las muestras de núcleos es ahora crítica debido a los rápidos avances en los estudios geológicos, geofísicos y de ingeniería, que vienen acompañados por la revolución computacional.

Esos avances hacen imperativa la necesidad de reexaminar y reanalizar las muestras existentes, a la luz de una nueva comprensión de los campos petroleros. Las secuencias estratigráficas, el análisis de atributos sísmicos, el modelado geoestadístico y la simulación de yacimientos en 3D son innovaciones recientes que hubieran sido imposibles sin la información que aportan los núcleos en los laboratorios.

Tercero,  debemos considerar el futuro a la luz del pasado ("El presente es la llave del pasado". Dicho popular entre los geocientíficos). Gracias a una sostenida innovación en las tecnologías de perforación, terminación y explotación de pozos, la recuperación de hidrocarburos ha mejorado significativamente. No obstante, en la mayoría de los casos, entre el 60 y 70% de los volúmenes originales de los hidrocarburos potencialmente recuperables permanece en el subsuelo.

Cuarto, debido al desarrollo urbano, las restricciones ambientales y otras razones, muchas áreas se han cerrado a la perforación. Por lo tanto, las muestras de roca tomadas en el pasado en dichas áreas adquieren un valor adicional de gran importancia, ya que no es posible volver a realizar cortes de núcleos en esas zonas.

 Cinco, los núcleos extraídos, clasificados y analizados adecuadamente ofrecen la posibilidad de calibrar la información que se obtiene por métodos indirectos, como los registros eléctricos, ya que ofrecen elementos básicos para identificar la porosidad, la permeabilidad, saturación de aceite y agua, compuestos orgánicos y minerales, etc., de los que puede inferirse la diagénesis de la formación y otras propiedades, como el factor de formación, el exponente de cementación, entre otros.

En resumen, los núcleos de roca adquieren un creciente valor a través del tiempo. Esto justifica su mayor importancia como fuente de información, ya que expanden el número de análisis que pueden hacerse a partir de ellos, y desde luego por el alto costo de su extracción en sí.

Antecedentes

Con el descubrimiento de hidrocarburos almacenados en rocas carbonatadas del Cretácico, en la región sur-sureste de México, se inició el estudio de las rocas almacenadoras de aceite y gas. La información litológica y estratigráfica obtenida de las muestras de canal y núcleos de fondo cortados durante las perforaciones, permitió definir las condiciones geológicas de las nuevas áreas petrolíferas. Más tarde se reconocieron las principales rocas almacenadoras, carbonatos de plataforma del Mesozoico, calizas y dolomías de plataforma del Cretácico, calizas y dolomías arcillosas con brechas de talud y mar abierto, así como calizas arcillosas fracturadas de mar abierto.

Porosidad en rocas carbonatadas

La porosidad es la propiedad física más importante en las rocas almacenadoras de hidrocarburos y, en el caso de las rocas carbonatadas, adquiere una gran complejidad como resultado de los procesos de sedimentación, diagénesis y tectonismo. La mayoría de las rocas carbonatadas contienen muy poca porosidad, pero en conjunto tienen una enorme importancia económica petrolera, ya que los porcentajes de porosidad que presentan las facies de caliza y dolomía almacenan cerca de la mitad de las reservas de aceite y gas conocidas en el mundo. Las rocas carbonatadas de la región sur-sureste también son un ejemplo de la importancia económica petrolera, ya que en ellas se localiza la mayoría de las reservas de aceite y gas de México. En general, la literatura del tema se agrupa en dos grandes tipos; la primera, concerniente a las propiedades físicas de los sistemas porosos, de principal utilidad para la evaluación o explotación de los fluídos contenidos en las rocas; y otra con énfasis o sentido geológico. La clasificación de la porosidad en carbonatos con énfasis geológico se publicó aproximadamente desde 1930. Entre los últimos trabajos se encuentra el de Philip y Pray (1970), donde se trata con más rigor la clasificación de los tipos de porosidad, enfocada a la caracterización de un poro o sistema poroso, con el objetivo de facilitar la descripción de la porosidad y mejorar la interpretación de su origen en el amplio espectro de las facies carbonatadas. En la literatura se definen 15 tipos básicos de porosidad en abundancia volumétrica y ocurrencia:

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